Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" по ГТП ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" (ОАО "Кировэнергосбыт")
- ООО "СТАНДАРТ", г.Нижний Новгород
-
Скачать
60190-15: Описание типа СИСкачать142.8 Кб
- 25.11.24
- Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" по ГТП ОАО "ЭнергосбыТ Плюс" (ОАО "Кировэнергосбыт")
| Основные | |
| Тип | |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
Назначение
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт») (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, а также для автоматизированного сбора, обработки, хранения и передачи полученной информации заинтересованным организациям в рамках согласованного регламента.
Описание
АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:
1-ый уровень - включает в себя измерительные трансформаторы напряжения (далее -ТН), измерительные трансформаторы тока (далее - ТТ), многофункциональные счетчики активной и реактивной электрической энергии (далее по тексту Сч и/или счетчики) и вторичные измерительные цепи.
2-й уровень - измерительно-вычислительные комплексы электроустановок (далее -ИВКЭ), включающие в себя устройство сбора и передачи данных (далее - УСПД) RTU-300 (Госреестр № 19495-03, зав. № 002267), Сикон С1 (Госреестр № 15236-03, зав. № 1583; 1586; 1596; 1590), линии связи сбора данных со счетчиков, аппаратуру передачи данных внутренних каналов связи. устройство синхронизации системного времени (далее - УССВ)
3-ий уровень - информационно-вычислительный комплекс (далее - ИВК), включающий в себя, сервер ИВК HP E7-4830 DL530 с установленным серверным программным обеспечением ПО «АльфаЦЕНТР» (Госреестр № 44595-10), устройство синхронизации системного времени ССВ-1Г (Госреестр № 39485-08, зав. № 00033) а также, совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Измерительные каналы (далее - ИК) состоят из трех уровней АИИС КУЭ.
Первичные фазные токи и напряжения трансформируются измерительными трансформаторами в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы электронных счетчиков. В счетчиках мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессорах счетчиков вычисляются мгновенные значения активной, реактивной и полной мощности которые усредняются за период 0,02 с. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности.
Электрическая энергия, как интеграл по времени от средней за период 0,02 с мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин.
Передача цифрового сигнала с выходов счетчиков на входы УСПД осуществляется по интерфейсу RS-485 (счетчик - УСПД).
В УСПД осуществляется вычисление электрической энергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение результатов измерений и автоматическая
передача накопленных данных на уровень ИВК, а также отображение информации по подключенным к УСПД устройствам.
Передача информации с уровня ИВКЭ на уровень ИВК происходит по интерфейсу RS-232 с дальнейшим преобразованием в формат сотовой связи (CSD) (УСПД - GSM-модем -GSM-модем - сервер ИВК).
На сервере ИВК информация о результатах измерений приращений потребленной электрической энергии автоматически формируется в архивы. Сформированные архивные файлы автоматически сохраняются на «жестком» диске.
Информация с сервера ИВК может быть передана на автоматизированные рабочие места (далее - АРМ) по сети Ethernet.
Передача информации заинтересованным субъектам происходит по основному и резервному каналам передачи данных:
- основной канал: по сети Ethernet с дальнейшим преобразованием в формат сети Internet (сервер ИВК - маршрутизатор - заинтересованные субъекты);
- резервный канал: сотовая связь (CSD) (сервер ИВК - GSM-модем - заинтересованные субъекты).
АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), включающей в себя устройство синхронизации системного времени ССВ-1Г. СОЕВ выполняет законченную функцию измерений времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.
Сличение шкалы времени УСПД и шкалы времени УССВ происходит один раз в минуту. Погрешность хода часов УСПД не превышает ± 1 с/сут.
Сличение шкалы времени сервера ИВК и шкалы времени ССВ-1Г происходит ежесекундно. Погрешность хода часов сервера ИВК не превышает ± 1 с/сут. При каждом сеансе связи и не реже чем 1 раз в 30 мин. осуществляется сличение шкалы времени между счетчиками и УСПД. Коррекция осуществляется при обнаружении рассогласования более чем на ± 2 с.
Журналы событий счетчика электроэнергии и УСПД отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.
Программное обеспечение
В АИИС КУЭ используется программное обеспечение (далее - ПО) «АльфаЦЕНТР», с помощью которого решаются задачи автоматического накопления, обработки, хранения и отображения измерительной информации.
Таблица 1 - Сведения о программном обеспечении._
| Идентификацио нное наименование ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) | Идентификационное наименование файла ПО | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| ПО «АльфаЦЕНТР» (Модуль коммуникатор) | не ниже 14.05.02 (4.9.8.1) | d33d68e1075c6e81310de 2ae07ea685a | Программа-планировщик опроса и передачи данных C:\alphacenter\exe) Amrserver.exe | MD5 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 90841c58926eba53c8939b 7278c3dfda | Драйвер ручного опроса счетчиков и сервера ИВК Amrc.exe | |||
| ПО «Альф аЦЕНТР» (Модуль коммуникатор) | не ниже | aeefde21a81569abec96d8c b4cd3507b | Драйвер автоматического опроса счетчиков и сервера ИВК Amra.exe | |
| 14.05.02 (4.9.8.1) | 7db1e4173056a92e733efc cfc56bc99e | Драйвер работы с БД Cdbora2.dll | MD5 | |
| b8c331abb5e34444170eee 9317d635cd | Библиотека сообщений планировщика опросов alphamess.dll | |||
| 0939ce05295fbcbbba400e eae8d0572c | encryptdll.dll |
Метрологические характеристики ИК АИИС КУЭ, указанные в таблице 2 нормированы с учетом ПО.
Защита программного обеспечения обеспечивается применением электронной цифровой подписи, разграничением прав доступа, использованием ключевого носителя. Уровень защиты
- «высокий» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Состав 1-ого уровня АИИС КУЭ и метрологические характеристики ИК.
| Состав 1-го уровня | ||||||||
| Номе р ИК | Наименовани е объекта учета | к | Вид СИ, класс точности, оэффициент трансформации, № Г осреестра СИ | Обозначение, тип | Заводской номер | Ктт Ктн Ксч | Вид энергии | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Кт=0,5 | А | ТФНД-110М | 9280 | |||||
| S ^ Iе: £ £ л У ^ л £ 0 лоС 1о 1 с м ^ 5 о | н н | Ктт=100/5 | B | ТФНД-110М | 1164 | |||
| № 2793-71 | C | ТФНД-110М | 1313 | |||||
| К н | Кт=0,5 | А | НКФ-110-57 У1 | 15820 | ||||
| Ктн=(110000^3)/(100^3) | B | НКФ-110-57 У1 | 15760 | 22 000 | активная | |||
| № 14205-94 | C | НКФ-110-57 У1 | 15784 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5Б/1,0 Ксч=1 № 31857-06 | А1805КАЬ-Р40В-01^4 | 06362272 | |||||
| О С - « о Л s щ О ^ В ^ 2 ев С к; мил рад £ к 10 и 1н ч £ m £ о К | Кт=0,2Б | А | ТБМО-110 УХЛ1 | 1130 | ||||
| н н | Ктт=400/1 | В | ТБМО-110 УХЛ1 | 1121 | ||||
| № 23256-05 | C | ТБМО-110 УХЛ1 | 1143 | |||||
| К н | Кт=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | 686 | ||||
| Ктн=(110000^3)/(100^3) | В | НАМИ-110 УХЛ1 | 691 | 264 000 | активная | |||
| (N | № 24218-03 | C | НАМИ-110 УХЛ1 | 679 | ||||
| Счетчик | Кт=05Б/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RAL-B-4 | 01088210 | реактивная | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| -я W £ ьн ну ух ха 10 но 1и 1 т Ч 2 ВИ | Кт=0,2S | А | ТБМО-110 УХЛ1 | 1249 | ||||
| н н | Ктт=400/1 | B | ТБМО-110 УХЛ1 | 1127 | ||||
| № 23256-05 | C | ТБМО-110 УХЛ1 | 1193 | |||||
| К н | Кт=0,2 | А | НАМИ-110 УХЛ1 | 678 | 264 000 | |||
| Ктн=(110000^3)/(100^3) | B | НАМИ-110 УХЛ1 | 675 | активная | ||||
| № 24218-03 | C | НАМИ-110 УХЛ1 | 680 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RALX-P3B-4 | 01132536 | |||||
| Ввод 35 кВ Т1 ПС Пижма | Кт=0,5 | А | ТФНД-35М | 443 | ||||
| н н | Ктт=100/5 | В | нет | - | ||||
| № 3689-73 | С | ТФНД-35М | 445 | |||||
| К н | Кт=0,5 | А | ЗНОМ-35-65 | 1005899 | 7 000 | |||
| Ктн=(35000^3)/(100^3) | В | ЗНОМ-35-65 | 1208140 | активная | ||||
| № 912-05 | С | ЗНОМ-35-65 | 1005847 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RALX-P3B-3 | 01132527 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| а ма ж и П С П 2 Т В к 5 3 д о в В | Кт=0,5 | А | ТФН-35М | 23051 | ||||
| н н | Ктт=100/5 | B | нет | - | ||||
| № 3690-73 | C | ТФН-35М | 16090 | |||||
| Кт=0,5 | А | ЗНОМ-35-65 | 1081619 | |||||
| К н | Ктн=(35000^3)/(100^3) | B | ЗНОМ-35-65 | 1298703 | 7 000 | активная | ||
| № 912-05 | C | ЗНОМ-35-65 | 1081545 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RALX-P3B-3 | 01132528 | |||||
| а ма ж и П С П 1Т В к 0 д о в В | Кт=0,5 | А | ТПЛ-10-М | 3715 | ||||
| н н | Ктт=300/5 | В | нет | - | ||||
| № 22192-07 | С | ТПЛ-10-М | 3960 | |||||
| К н | Кт=0,5 | А | НАМИТ-10 | 1148 | 6 000 | |||
| VO | Ктн=(10000^3)/(100^3) | В | НАМИТ-10 | 1148 | активная | |||
| № 16687-07 | С | НАМИТ-10 | 1148 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RLX-P1B-3 | 01128236 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Ввод 10 кВ Т2 ПС Пижма | Кт=0,5 | А | ТЛМ-10 | 4861 | ||||
| н н | Ктт=600/5 | B | нет | - | ||||
| № 2473-05 | C | ТЛМ-10 | 6905 | |||||
| Кт=0,5 | А | НАМИТ-10 | 1136 | |||||
| t'' | К н | Ктн=(10000^3)/(100^3) | B | НАМИТ-10 | 1136 | 12 000 | активная | |
| № 16687-02 | C | НАМИТ-10 | 1136 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RLX-P1B-3 | 01128272 | |||||
| Кт=0,5 | А | Т-0,66 | 031520 | |||||
| Ввод 0,4 кВ ТСН-1 ПС Пижма | н н | Ктт=100/5 | В | нет | - | |||
| № 22656-07 | С | Т-0,66 | 031521 | |||||
| К н | А | нет | - | |||||
| 00 | - | В | нет | - | о (N | активная | ||
| С | нет | - | реактивная | |||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RLX-P1B-4 | 01132570 | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| Кт=0,5 | А | Т-0,66 | 031517 | |||||
| Ввод 0,4 кВ ТСН-2 ПС Пижма | н н | Ктт=100/5 | B | - | - | |||
| № 22656-07 | C | Т-0,66 | 031522 | |||||
| А | нет | - | ||||||
| К н | - | B | нет | - | о (N | активная | ||
| C | нет | - | реактивная | |||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RLX-P1B-4 | 01132568 | |||||
| Кт=0,5 | А | ТВД-35М | 6200-А | |||||
| н н | Ктт=1000/5 | В | нет | - | ||||
| Ввод 27,5 кВ Т1 ПС Буреполом | № 3642-73 | С | ТВД-35М | 6200-С | ||||
| К н | Кт=0,5 | А | ЗНОМ-35-65 | 1285090 | 70 000 | |||
| о | Ктн=(27500^3)/(100^3) | В | нет | - | активная | |||
| № 912-05 | С | ЗНОМ-35-65 | 1285118 | реактивная | ||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RALX-P3B-3 | 01132529 | |||||
я
-a
о
ti
о
и
%
<т>
д
д
cr>
н
рэ
04
Й
Д
с
Е
ю
Фидер 10 кВ № 1001 ПС Буреполом
Ввод 27,5 кВ Т2 ПС Буреполом
to
Счетчик
Счетчик
ТН
ТТ
ТН
ТТ
н
д
| ю* | о | ю* | |
| Ю | о о | W | ю |
| О | о | н | |
| 1—-J | II | -р*. | |
| 00 | <э | OJ | |
| С\ 1 | U) | OJ | |
| о | о | ||
| о | ON |
W
3
oj о § ^ ^ СЛ
о
о
OJ
ю
^1
о *
> ч
^ о
& г*
ю*
On
On
On
I
VO
^1
| н | |
| Я | II |
| О | JO |
| л | |
| II | СЛ |
| “о |
ю*
а*
S' ^
& Л
I
VO
н
ю*
LtJ
On
ю
I
^1
UJ
VO
ю
о о g-
о
о
о
OJ
>
>
И
td
О
О
>
>
td
td
о
о
М
>
о
со
к
о
н
td
to
I
U>
H
td
to
I
u>
5
OJ
о\
Ltl
ю
00
ю
00
ю
OJ
VO
ю
00
>
о
VO
6 ООО
70 000
о\
td
о
<т>
*1
о
и й
о s
н 2 о н со ^
,_, Ю*
On VO
| 43 | 43 |
| С6 Р= | О РЭ |
| РЭ Я | рэ Я |
| я н | Я Н |
| н Д | н д |
| К со | Д со |
| со х | СО д |
| Д so | Д РЭ |
| Р5 Л | рз &Q |
| &Q | &Q |
■о
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | ||
| т | Фидер 10 кВ № 1002 ПС Буреполом | н н | Кт=0,2S Ктт=300/5 № 25433-06 | А | ТЛО-10 | 3932 | 6 000 | активная реактивная |
| B | нет | - | ||||||
| C | ТЛО-10 | 3911 | ||||||
| К н | Кт=0,5 Ктн=(10000^3)/(100^3) № 20186-00 | А | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 951 | ||||
| B | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 951 | ||||||
| C | НАМИ-10-95 УХЛ2 | 951 | ||||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RLX-P1B-3 | 01128277 | |||||
| Фидер 10 кВ № 1001 ПС Сява | н н | Кт=0,5 Ктт=50/5 № 1856-63 | А | ТВЛМ-10 | 44793 | 1 000 | активная реактивная | |
| В | нет | - | ||||||
| С | ТВЛМ-10 | 55943 | ||||||
| К н | Кт=0,2 Ктн=(10000^3)/(100^3) № 11094-87 | А | НАМИ-10 | 445 | ||||
| В | НАМИ-10 | 445 | ||||||
| С | НАМИ-10 | 445 | ||||||
| Счетчик | Кт=0,5S/1,0 Ксч=1 № 16666-97 | EA05RLX-P1B-3 | 01128278 | |||||
| Номер ИК | ^S9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| 11(2)% < I изм< 15 % | I '-Л % Л НЧ и з 2 Л НЧ 2 о % ©х | I 2 0 % л 1 я з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | 1I 0 0 £ л НЧ Я з 2 Л 1 2 о ''ч ©х | ||
| 1; 4-7; 10; 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ± 2,2 | ± 1,7 | ± 1,6 |
| 0,9 | - | ± 2,9 | ± 2,0 | ± 1,9 | |
| 0,8 | - | ± 3,4 | ± 2,2 | ± 2,0 | |
| 0,7 | - | ± 3,9 | ± 2,5 | ± 2,2 | |
| 0,5 | - | ± 5,7 | ± 3,3 | ± 2,7 | |
| 2; з (ТТ 0,2S; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1,0 | ± 2,0 | ± 1,5 | ± 1,4 | ± 1,4 |
| 0,9 | ± 2,1 | ± 1,9 | ± 1,7 | ± 1,7 | |
| 0,8 | ± 2,2 | ± 1,9 | ± 1,7 | ± 1,7 | |
| 0,7 | ± 2,3 | ± 2,0 | ± 1,7 | ± 1,7 | |
| 0,5 | ± 2,7 | ± 2,1 | ± 1,8 | ± 1,8 | |
| 8; 9 (ТТ 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ± 2,1 | ± 1,6 | ± 1,5 |
| 0,9 | - | ± 2,8 | ± 1,9 | ± 1,8 | |
| 0,8 | - | ± 3,3 | ± 2,1 | ± 1,8 | |
| 0,7 | - | ± 3,8 | ± 2,3 | ± 2,0 | |
| 0,5 | - | ± 5,5 | ± 3,1 | ± 2,4 | |
| 12; 13 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 0,5S) | 1,0 | ± 2,1 | ± 1,5 | ± 1,5 | ± 1,5 |
| 0,9 | ± 2,2 | ± 2,0 | ± 1,8 | ± 1,8 | |
| 0,8 | ± 2,3 | ± 2,1 | ± 1,8 | ± 1,8 | |
| 0,7 | ± 2,4 | ± 2,1 | ± 1,9 | ± 1,9 | |
| 0,5 | ± 2,9 | ± 2,4 | ± 2,1 | ± 2,1 | |
| 14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 0,5S) | 1,0 | - | ± 2,2 | ± 1,6 | ± 1,5 |
| 0,9 | - | ± 2,8 | ± 2,0 | ± 1,8 | |
| 0,8 | - | ± 3,3 | ± 2,1 | ± 1,9 | |
| 0,7 | - | ± 3,9 | ± 2,4 | ± 2,0 | |
| 0,5 | - | ± 5,6 | ± 3,1 | ± 2,5 | |
| Номер ИК | ^S9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 51(2)%, | 55 %, | 520 %, | 5ю0 %, | ||
| I1(2)% £ I изм< I5 % | I '-Л % 1Л НЧ и з 2 Л НЧ 2 о % ©х | I 2 0 % IA IsT1 з 2 Л 1 0 о ''ч ©х | I100 %£1изм£1120% | ||
| 1; 4-7; 10; 11 (ТТ 0,5; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ± 7,1 | ± 4,0 | ± 3,1 |
| 0,8 | - | ± 5,2 | ± 3,1 | ± 2,5 | |
| 0,7 | - | ± 4,3 | ± 2,7 | ± 2,3 | |
| 0,5 | - | ± 3,5 | ± 2,3 | ± 2,1 | |
| 2; з (ТТ 0,2S; ТН 0,2; 1,0) | 0,9 | ± 6,3 | ± 3,6 | ± 2,3 | ± 2,1 |
| 0,8 | ± 5,0 | ± 3,0 | ± 2,1 | ± 2,0 | |
| 0,7 | ± 4,5 | ± 2,8 | ± 2,0 | ± 1,9 | |
| 0,5 | ± 3,9 | ± 2,6 | ± 1,9 | ± 1,9 | |
| Номер ИК | ^S9 | Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной электрической энергии в рабочих условиях эксплуатации АИИС КУЭ | |||
| 8 адо/с» | 85 %, | 820 %■, | 8100 %, | ||
| I1(2)% £ 1 изм< I5 % | L %£I изм< 20 % | I20 %£Iизм<I100% | I100 “/о^изм^ШУо | ||
| 8; 9 (ТТ 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | - | ± 7,0 | ± 3,7 | ± 2,8 |
| 0,8 | - | ± 5,1 | ± 2,9 | ± 2,3 | |
| 0,7 | - | ± 4,2 | ± 2,5 | ± 2,2 | |
| 0,5 | - | ± 3,4 | ± 2,2 | ± 2,0 | |
| 12; 13 (ТТ 0,2S; ТН 0,5; Сч 1,0) | 0,9 | ± 6,4 | ± 3,8 | ± 2,6 | ± 2,4 |
| 0,8 | ± 5,1 | ± 3,2 | ± 2,3 | ± 2,2 | |
| 0,7 | ± 4,5 | ± 2,9 | ± 2,1 | ± 2,1 | |
| 0,5 | ± 4,0 | ± 2,7 | ± 2,0 | ± 2,0 | |
| 14 (ТТ 0,5; ТН 0,2; Сч 1,0) | 0,9 | - | ± 7,0 | ± 3,8 | ± 2,9 |
| 0,8 | - | ± 5,1 | ± 2,9 | ± 2,4 | |
| 0,7 | - | ± 4,3 | ± 2,6 | ± 2,2 | |
| 0,5 | - | ± 3,5 | ± 2,2 | ± 2,0 | |
Примечания:
1 Погрешность измерений 81(2)%P и 81(2)%q для cosj=1,0 нормируется от I1%, а погрешность измерений S1(2)%P и 81(2)%q для cosj<1,0 нормируется от I2%.
2 Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (30 мин.).
3 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
4 Нормальные условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение от 0,98-ином до 1,02-ином;
- сила тока от 1ном до 1,2 1ном, cosj=0,9 инд;
- температура окружающей среды: от 15 до 25 °С.
5 Рабочие условия эксплуатации компонентов АИИС КУЭ:
- напряжение питающей сети 0,9-ином до 1,1-ином,
- сила тока от 0,05 1ном до 1,2 1ном для ИК № 1, 4-7, 10, 11, 8, 9, 14 и от 0,011ном
до 1,21ном для ИК № 2, 3, 12, 13;
- температура окружающей среды:
- для счетчиков от плюс 10 °С до плюс 35 °С;
- для трансформаторов тока по ГОСТ 7746-2003;
- для трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983-2003.
6 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001, счетчики по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ 26035-1983 в режиме измерения реактивной электроэнергии.
7 Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- счетчики А1800 - среднее время наработки на отказ не менее 120000 часов;
- счетчик ЕвроАльфа - среднее время наработки на отказ не менее 50000 часов;
- сервер ИВК - среднее время наработки на отказ не менее 35558 часов.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для счетчиков Тв < 24 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств АИИС КУЭ от несанкционированного доступа:
- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;
- панели подключения к электрическим интерфейсам счетчиков защищены механическими пломбами;
- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, сервере ИВК;
- организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;
- защита результатов измерений при передаче.
Наличие фиксации в журнале событий счетчиков следующих событий:
- фактов параметрирования счетчиков;
- фактов пропадания напряжения;
- фактов коррекции шкалы времени.
Возможность коррекции шкалы времени в:
- счетчиках (функция автоматизирована);
- сервере ИВК (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- счетчики А1800, ЕвроАльфа - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях - не менее 113 суток; при отключении питания - не менее 10 лет при 25°C и не менее 2 лет при 50°C;
- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средства измерений - не менее 3,5 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)
Комплектность
Комплектность АИИС КУЭ представлена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность системы автоматизированной информационноизмерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)_
| Наименование | Количество |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока измерительные ТФНД-110М | 3 шт. |
| Трансформатор тока ТФНД-35М | 2 шт. |
| Наименование | Количество |
| 1 | 2 |
| Трансформатор тока Т-0,66 | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТБМО-110 УХЛ1 | 6 шт. |
| Трансформатор тока ТВД-35М | 4 шт. |
| Трансформатор тока измерительные ТВЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТЛМ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТЛО-10 | 4 шт. |
| Трансформатор тока ТПЛ-10-М | 2 шт. |
| Трансформатор тока ТФН-35М | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65 | 10 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-10 | 1 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1 | 6 шт. |
| Трансформатор напряжения НАМИТ-10 | 2 шт. |
| Трансформатор напряжения НКФ-110-57 У1 | 3 шт. |
| Трансформатор напряжения антирезонансные трехфазные НАМИ-10-95 УХЛ2 | 1шт. |
| Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные A1805RAL-P4GB-DW-4 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RAL-B-4 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RALX-P3B-3 | 4 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RALX-P3B-4 | 1 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RLX-P1B-3 | 5 шт. |
| Счетчики электрической энергии многофункциональные EA05RLX-P1B-4 | 2 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных серии RTU-300 | 1 шт. |
| Устройство сбора и передачи данных серии Сикон С1 | 4 шт. |
| ССВ-1Г | 1 шт. |
| Сервер ИВК HP E7-4830 DL530 | 1 шт. |
| ПО (комплект) АльфаЦЕНТР AC UE | 1 шт. |
| Методика поверки | 1 шт. |
| Паспорт - Формуляр | 1 шт. |
Поверка
осуществляется по документу МП 60190-15 «Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт») «Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в феврале 2015 г.
Перечень основных средств поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и/или МИ 2845-2003 «Измерительные трансформаторы напряжения 6/V3... 35 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока. Методика выполнения измерений без отключения цепей»;
- для счётчиков ЕвроАльфа - поверка производится в соответствии с нормативной документацией ГОСТ 30206-94 (МЭК 687) Статические счетчики Ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S или 0,5S), ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036) Статические
счетчики Ватт-часов активной энергии переменного тока (классы точности 1 или 2), ГОСТ 26035-83 Счетчики электрической энергии переменного тока электронные (в части реактивной энергии), ГОСТ 22261-82 Средства измерений электрических и магнитных величин, ТУ 4228-002-29056091-97 Многофункциональный счетчик электрической энергии типа ЕвроАЛЬФА (ЕА). Технические условия, МЭК 1038 Переключатели по времени для тарификации и управления нагрузкой;
- для счетчика Альфа А1800 поверка производится в соответствии с документом МП-2203-0042-2006 «Счетчики электрической энергии трехфазные многофункциональные Альфа А1800. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева» 19 мая 2006г.
- для УСПД RTU-300 - поверка производится по документу «Комплексы аппаратнопрограммных средств для учета электроэнергии на основе УСПД серии RTU-300. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ВНИИМС в 2003 г.;
- для УСПД Сикон С1 - поверка контроллеров сетевых индустриальных СИКОН С1 производится в соответствии с документом «Контроллеры сетевые индустриальные СИКОН С1. Методика поверки ВЛСТ 235.00.000 И1», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2008 году.;
- устройство синхронизации системного времени ССВ-1Г - поверка производится в соответствии с документом «Источники частоты и времени/серверы синхронизации времени ССВ-1Г. Методика поверки», ЛЖАР.468150.003-08 МП, утвержденным ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в ноябре 2008г.;
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04);
- переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в эксплуатационной документации на систему автоматизированную информационно-измерительную коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)
Нормативные документы, устанавливающие требования к системе автоматизированной информационно-измерительной коммерческого учёта электроэнергии (АИИС КУЭ) ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» по ГТП ОАО «ЭнергосбыТ Плюс» (ОАО «Кировэнергосбыт»)
1. ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия.
3. ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.
4. ГОСТ 7746-2001 Трансформаторы тока. Общие технические условия.
5. ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.
Рекомендации к применению
- при осуществлении торговли.